方案具有明确的格式和内容规范，要求其具有很强的实践性和可操作性，避免抽象和假大空的内容，那么具体如何制定方案呢？下面是小编为大家整理的《110kv变电站试验方案》，欢迎阅读，希望大家能够喜欢。
110KV变电站设计方案优化剖析
摘要：现阶段，110kv变电站设计需求量不断增加，如何在这样的情况下，实现设计方案的不断优化，是目前变电站设计工作者不断思考的问题。文章从这个角度出发，积极探析110kv变电站设计方案优化之道。
关键词：110kv变电站 设计方案 方案优化
随着社会经济的不断发展，110kv电压等级网架不断完善，建设规模也越来越大，以传统设计方式和观念去进行，显然难以满足现阶段的需求。因此，有必要积极以创新思维，创新方法，去实现110kv变电站设计方案的优化升级，以保证其发挥出最大的功效。
一，110kv变电站设计方案优化的必要性
其一，110kv变电站设计方案的优化，有利于更好的实现电力转换和运输，是实现供电质量和效益提高的关键所在；其二，110kv变电站设计方案的优化，有利于实现电力生产效益的提高，是促进电力行业可持续发展的不竭动力；其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于保证供电的稳定性和安全性，是提高居民生活质量和水平的重要举措；其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于改善和调整传统设计思路和方式，是促进变电站设计事业发展的有效途径。
二，现阶段110kv变电站设计方案优化的切入点
110kv变电站设计方案优化，牵涉内容众多，影响因素多样化，因此，在110kv变电站设计方案优化的过程中，我们可以从多个角度出发。具体来讲，其主要涉及到以下几个环节：
2.1 110kv变电站设计方案优化原则
在110kv变电站设计方案优化的过程中，做到实事求是，就是在依照国家变电站设计规范的基础上，总结和归纳区域实际情况，有针对性的做好方案优化设计。一般情况下，对于农村地区，应该积极扩大桥接线，采用GIS极速，实现总平面的布置和安排；对于偏远地区来讲，应该积极简化出线和走廊方向，为后期架空出线做准备，并且将开关空间布置成为L型；对于小型城市来讲，应该积极此采用全户内布置，考虑噪音和外观因素的同时，使用GIS技术。
2.2 110变电站设计方案优化切入点
其一，做好电压互感器的优化。在此方面，传统做法倾向于将电压互感器设置在电源侧面，而变电站多数情况下是终端变，内桥居多，此时在桥两侧经过隔离开关设置电压互感器，对于实现电压互感器的保护，计量，测量和电源自投都有着很大帮助。这种以扩大内桥接线的方式，是一种比较理想的改进方式。其二，10kv无功补偿容量的优化。依照国家相关规定，此方面的容量应该是主容量的15%，在此基础上设置相应的补偿装置，保证控制效益。在污染严重的情况下，常常刚出现无功缺损的情况，就需要积极采取措施对于无功补偿容量进行优化，往往可以取得理想的效果。具体来讲，就是要改变每台电容器的容量。其三，变压器容量的优化。同样依照国家相关设计标准规范，变压器容量应该控制在80kva的范围，实际上在综合考量地变和所用变的基础上，可以将其界定为50kva。以全户内布置的城市变电站为例，在集控中心安装的基础上，应该使用10kv外接电源进行连接。其四，变压器室散热通风的优化。对于全户内置城市变电站来讲，应该做好变压器空间的散热通风工作，保证依据本地气候特点和变压器运作规律，处理好两者之间的关系，使得其处于良好的工作环境下。其五，GIS室内行车的优化。在110kv变电站设计方案优化过程中，传统做法是不会在GIS室内设置行车的，这给与施工安装和检修维护工作造成了极大的不便，因此，应该积极改善和调整，设置相应的行车，以实现GIS安装质量的提高。
三，促进110kv变电站设计方案优化的策略
要想保证110kv变电站设计方案的不断优化，仅仅从上述技术层面去进行调整和改善是远远不够，还需要从更多的视角上去促进110kv变电所设计方案优化。具体来讲，其主要涉及到以下几个方面的内容：
3.1注重110kv变电站设计人才的培养
随着经济社会的不断发展，110kv变电站设计工作任务量将不断增加，工作技术含量也不断提高，需要大量的专业化设计人才参与到设计工程中去。因此，我们应该高度重视110kv变电站设计人才的培养。具体来讲：首先，积极开展电力行业职业技术培训，将其纳入到我国教育体系中去，设置变电站设计专业，为电力行业的发展提供健全的人力资源支撑；其次，严格审查从业人员的资质，以资格证书管理的方式去做好入职人员的选拔和招聘，使得变电站设计人才素质得以保证；再者，积极组织开展变电站设计培训工作，实现在职设计人员综合素质的不断提高，以保证设计人员能够满足现代变电站设计的各种需求；最后，积极将110kv变电站设计工作效果纳入到员工绩效考核中去，以此去激发设计人员工作的积极性。
3.2积极建立健全变电站设计方案审查体系
首先，积极组件专家学者，以及变电站设计经验者，形成专业化的变电站设计方案审查小组，对于各个110kv变电站设计方案的经济性，合理性，科学性，可操作性进行审查，避免变电站设计方案出现过多的问题和缺陷；其二，制定完善的审查程序，以岗位责任制度的完善，做好变电站设计方案审查制度建设，使得各项审查工作都有理有据；其三，强化对于110kv变电站设计过程的监督和管理，其不仅仅需要满足客户的用电安全和稳定需求，还需要综合考虑各个建筑工程的经济效益，找到处理好这两者之间关系的平衡点；其四，不断形成有权威的行业共识，做好变电站设计方案的审查工作，对于出现审查失职的行为，进行严惩，以营造良好的变电站方案审查氛围。
3.3加大变电站设计方案优化的投入支出
优化变电站设计方案，不仅仅是思维观念的转变，还需要积极投入大量的资金。因为在变电站设计方案优化的过程中，势必会出现设备更新，技术培训，人才激励方面的调整和改善。而这些环节都需要消耗一定的资本。对此，企业应该积极做好以下几方面工作：其一，加大变电站方案设计优化投入，给予其人力物力财力方面的资金支持；其二，建立有效的优化方案绩效考核制度，实现对于资金的管理和控制。
四，结束语
综上所述，110kv变电站设计方案优化不是一朝一夕就能够完成的，这不仅仅需要企业的预算支持，教育宣传，培训活动，还需要设计人员的刻苦努力，职业精神，创新能力，才能够保证其方案更加合理，更加科学，更加高效。
参考文献
[1] 李煜平. 110kv象湖新城电网的规划与设计[D]. 南昌大学 2007
[2] 杨艳玲. 10kV及以下供配电CAD系统的设计研究[D]. 湖南大学 2008
[3] 任旭晖. 110kV GIS变电所的设计与研究[D]. 大庆石油学院 2008
[4] 王献春. 电力互感器综合特性测试仪的研制开发[D]. 华北电力大学（河北） 2007
作者：王亚恒 孙会
摘 要：现阶段，110kv变电站设计需求量不断增加，如何在这样的情况下，实现设计方案的不断优化，是目前变电站设计工作者不断思考的问题。文章从这个角度出发，积极探析110kv变电站设计方案优化之道。
关键词：110kv变电站；设计方案；方案优化
随着社会经济的不断发展，110kv电压等级网架不断完善，建设规模也越来越大，以传统设计方式和观念去进行，显然难以满足现阶段的需求。因此，有必要积极以创新思维，创新方法，去实现110kv变电站设计方案的优化升级，以保证其发挥出最大的功效。
一、110kv变电站设计方案优化的必要性
其一，110kv变电站设计方案的优化，有利于更好的实现电力转换和运输，是实现供电质量和效益提高的关键所在；
其二，110kv变电站设计方案的优化，有利于实现电力生产效益的提高，是促进电力行业可持续发展的不竭动力；
其三，110kv变电站设计方案的优化，有利于保证供电的稳定性和安全性，是提高居民生活质量和水平的重要举措；
其四，110kv变电站设计方案的优化，有利于改善和调整传统设计思路和方式，是促进变电站设计事业发展的有效途径。
二、现阶段110kv变电站设计方案优化的切入点
110kv变电站设计方案优化，牵涉内容众多，影响因素多样化，因此，在110kv变电站设计方案优化的过程中，我们可以从多个角度出发。具体来讲，其主要涉及到以下几个环节：
（一）110kv变电站设计方案优化原则
在110kv变电站设计方案优化的过程中，做到实事求是，就是在依照国家变电站设计规范的基础上，总结和归納区域实际情况，有针对性的做好方案优化设计。
一般情况下，对于农村地区，应该积极扩大桥接线，采用GIS极速，实现总平面的布置和安排；对于偏远地区来讲，应该积极简化出线和走廊方向，为后期架空出线做准备，并且将开关空间布置成为L型；对于小型城市来讲，应该积极此采用全户内布置，考虑噪音和外观因素的同时，使用GIS技术。
（二）110变电站设计方案优化切入点
其一，做好电压互感器的优化。在此方面，传统做法倾向于将电压互感器设置在电源侧面，而变电站多数情况下是终端变，内桥居多，此时在桥两侧经过隔离开关设置电压互感器，对于实现电压互感器的保护，计量，测量和电源自投都有着很大帮助。这种以扩大内桥接线的方式，是一种比较理想的改进方式。
其二，10kv无功补偿容量的优化。依照国家相关规定，此方面的容量应该是主容量的15%，在此基础上设置相应的补偿装置，保证控制效益。在污染严重的情况下，常常刚出现无功缺损的情况，就需要积极采取措施对于无功补偿容量进行优化，往往可以取得理想的效果。具体来讲，就是要改变每台电容器的容量。
其三，变压器容量的优化。同样依照国家相关设计标准规范，变压器容量应该控制在80kva的范围，实际上在综合考量地变和所用变的基础上，可以将其界定为50kva。
其四，GIS室内行车的优化。因此，应该积极改善和调整，设置相应的行车，以实现GIS安装质量的提高。
三、促进110kv变电站设计方案优化的策略
要想保证110kv变电站设计方案的不断优化，仅仅从上述技术层面去进行调整和改善是远远不够，还需要从更多的视角上去促进110kv变电所设计方案优化。具体来讲，其主要涉及到以下几个方面的内容：
（一）注重110kv变电站设计人才的培养
随着经济社会的不断发展，110kv变电站设计工作任务量将不断增加，工作技术含量也不断提高，需要大量的专业化设计人才参与到设计工程中去。因此，我们应该高度重视110kv变电站设计人才的培养。具体来讲：首先，积极开展电力行业职业技术培训，将其纳入到我国教育体系中去，设置变电站设计专业，为电力行业的发展提供健全的人力资源支撑；其次，严格审查从业人员的资质，以资格证书管理的方式去做好入职人员的选拔和招聘，使得变电站设计人才素质得以保证；再者，积极组织开展变电站设计培训工作，实现在职设计人员综合素质的不断提高，以保证设计人员能够满足现代变电站设计的各种需求；最后，积极将110kv变电站设计工作效果纳入到员工绩效考核中去，以此去激发设计人员工作的积极性。
（二）积极建立健全变电站设计方案审查体系
首先，积极组件专家学者，以及变电站设计经验者，形成专业化的变电站设计方案审查小组，对于各个110kv变电站设计方案的经济性，合理性，科学性，可操作性进行审查，避免变电站设计方案出现过多的问题和缺陷；
其二，制定完善的审查程序，以岗位责任制度的完善，做好变电站设计方案审查制度建设，使得各项审查工作都有理有据；
其三，强化对于110kv变电站设计过程的监督和管理，其不仅仅需要满足客户的用电安全和稳定需求，还需要综合考虑各个建筑工程的经济效益，找到处理好这两者之间关系的平衡点；
其四，不断形成有权威的行业共识，做好变电站设计方案的审查工作，对于出现审查失职的行为，进行严惩，以营造良好的变电站方案审查氛围。
（三）加大变电站设计方案优化的投入支出
优化变电站设计方案，不仅仅是思维观念的转变，还需要积极投入大量的资金。因为在变电站设计方案优化的过程中，势必会出现设备更新，技术培训，人才激励方面的调整和改善。而这些环节都需要消耗一定的资本。
对此，企业应该积极做好以下几方面工作：
其一，加大变电站方案设计优化投入，给予其人力物力财力方面的资金支持；
其二，建立有效的优化方案绩效考核制度，实现对于资金的管理和控制。
四、结语
综上所述，110kv变电站设计方案优化不是一朝一夕就能够完成的，这不仅仅需要企业的预算支持，教育宣传，培训活动，还需要设计人员的刻苦努力，职业精神，创新能力，才能够保证其方案更加合理，更加科学，更加高效。
参考文献：
[1] 李煜平.110kv象湖新城电网的规划与设计[D].南昌大学，2007.
[2] 杨艳玲.10kV及以下供配电CAD系统的设计研究[D].湖南大学，2008.
作者：王亚恒 孙会
【摘要】本文主要是设计对象是配电工程中变电工程，110kV变电站为原始参考模型。根据变电站原始参数计算了主变压器的容量和设定了无功补偿方案。计算不同电压等级侧短路下的稳态短路电流、短路冲击电流。并根据此计算值选定与变电站匹配的电力设备：断路器、隔离器、电压互感器、电流互感器，最后设计了避雷方案。
【关键词】110kV;移动
1. 整体设计方案
为满足智能移动变电站的要求，在变电站的主变压器的选型和布置设计上，应设法降低变电所的高度与宽度，尽可能的减少车辆载重。同时需要保证变压器的固定基础需要与车辆相连，防止车辆在运行时，导致电压器的震动与移位。此移动式变电站的工作地点一般为野外作业，因此要主要车载的稳定性。
2. 主变压器选择
考虑到移动变电站需要经常野外作业，根据电压等级、变压器容量，选择SFZ10-20MVA型电力变压器。为有载调压、双绕组变压器。其变压器的参数如下介绍：其主变压器的额定容量为20000MV·A，大于计算值13.14MV·A，符合要求。该主变压器的联结组别方式为YNdl1，采用中性点直接接地的方式，空载损耗为△PO=18.9kW，短路损耗为△PK=85kW，空载电流百分比为IO=0.5%，短路电压百分比为UK=10.5%。
主变采用或单相，主要考虑变压器的制造条件，可靠性要求及运输条件等因素。当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电所，均应选用三相变压器。
在具有两种电压等级的变电站中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器宜采用双绕组变压器。
在110kV的电压等级的电网中，一般采用中性点直接接地的方式。根据选择的变压器，此变压器的连接方式为YNd11。
对于此移动式变电站的主接线方式主要采用以下方案：高压侧采用单母分段式接线，低压侧均采用单母分段式接线。
接下来进行短路电流计算。
本文设计的移动式变电站为110kV变电站，短路点k-1，k-2取变压器两侧。
求110kV母线上k-1点短路和10kV低压母线上k-2点短路电流和短路容量。设Sd=100MVA，Ud1=Uc=115.5kV，低压侧Ud2=10.5kV，则基准电流为110kV高压侧为0.5kA，10kV低压侧为5.5kA。
确定基准值：取Sd=100MVA，Uc1=115.5kV，则Id1=0.5kA，Zd=1334Ω。
1）架空线路，架空线路选择的型号为LJ-120，架空线路的线间几何距离为1.5m，查表得X0=0.35Ω/km，而线路长5km，则通过计算得到架空线路的阻抗标幺值为X2*=0.013。
2）电力变压器，根据前文提到的选择变压器的参数，得到变压器的短路电压百分比为10.5%，则电力变压器的阻抗标幺值为X3*=52.5。
根据以上值分别计算主变压器两侧k-1，k-2点的总电抗标幺值、三相短路电流周期分量有效值、其他三相短路电流、三相短路容量。
（1）k-1点短路电流计算
1）总电抗标幺值为架空线路阻抗标幺值0.013。
2）三相短路电流周期分量有效值为Ik-1（3）=38.5kA。
3）其他三相短路电流为Ik-1”（3）=I∞k-1（3）=Ik-1（3）=38.5kA，经过计算得出为ish（3）=98.175kA，Ish（3）=58.135A。
4）三相短路容量为Sk-1（3）=7692.3MV·A。
（2）k-2点短路电流计算
1）k-2点总电抗标幺值为架空线路与电力变压器阻抗标幺值的总和，为52.513。
2）三相短路电流周期分量有效值0.105kA。
3）其他三相短路电流。在10/0.4KV变压器二次侧低压母线发生三相短路时，因此其他三相短路电流为Ik-2”（3）=I∞k-2（3）=Ik-2（3），经过计算得出ish（3）=0.1932kA，Ish（3）=0.1144A。
4）三相短路容量为Sk-2（3）=1.904MV·A。
3. 一次设备选择
在移动式110kV变电站设计时，需要选择一次设备选择，包括110kV侧、10kV侧断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、HGIS组合电器的选择，下面做详细介绍。
（1）断路器的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧断路器选择SW2-110II型号，该型号的断路器的额定电压是110kV，额定电流是12500A，开断电流40kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号断路器的热稳定性为6400（kA）2·s，动稳定为80kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧断路器选择SW4-10型号，SW4-10型号的断路器的额定电压是10kV，额定电流是10000A，开断电流80kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号断路器的热稳定性为80 （kA）2·s，动稳定为150kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（2）隔离开关的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧隔离开关选择GW4-110型号，该型号的隔离开关的额定电压是110kV，额定电流是1000A，开断电流40kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号隔离开关的热稳定性为6400（kA）2·s，动稳定为80kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧隔离开关选择SW4-10型號，SW4-10型号的隔离开关的额定电压是10kV，额定电流是10000A，开断电流80kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号隔离开关的热稳定性为25600（kA）2·s，动稳定为150kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（3）电流互感器的选择
根据计算的短路电流值，110kV侧电流互感器选择LB9-220-110KV型号，该型号的电流互感器的额定电压是110kV，额定电流是1250A，开断电流63kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号电流互感器的热稳定性为3969（kA）2·s，动稳定为160kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
10kV侧电流互感器选择LVQB-220SF6-10NT型号，该型号的电流互感器的额定电压是10kV，额定电流是8000A，开断电流63kA，符合基本要求。经过校验，发现该型号电流互感器的热稳定性为15876（kA）2·s，动稳定为160kA，均大于计算值。因此该型号符合要求。
（4）电压互感器的选择
由于电压互感器与电网并联，当系统发生短路时，互感器本身不遭受短路电流入侵，因此电压互感器不需要校验热稳定和动稳定。
本次设计，所选用的主变压站110kV高压侧及110kV中压侧设定为中性点接地，所以根据以上条件：
高压110kV侧的分段母线上选用JCC3-110B型号的成套电容式电压互感器;
低压10kV侧的分段母线上选用JSZW10-10R型号的成套电容式电压互感器。
（5）HGIS组合电器的选择
本文设计的移动变电站选择HGIS组合电器设备，此设备自带组合电器控制箱，集成所有控制元件用以对设备进行智能控制。组合电器将断路器灭弧结构与隔离/接地开关分别安装在不同的气室，保证了隔离开关的灵活性和独立性。
110kV主一次设备选用西门子变压器（武汉）有限公司生产的3AP1DTC半封闭式组合电器（HGIS），额定电压为145kV，额定电流为3150A，额定开断短路电流为40kA。
10kV配电装置选用西门子变压器（武汉）有限公司生产的8DA10型SF6气体绝缘开关柜，额定电压为40.5kV，额定电流为6000A，额定开断短路电流为40kA。
此开关柜的短路热稳定性为4800（kA）2·s，短路动稳定性为100kA，均大于计算值，因此符合要求。
4. 防雷接地保护设计
（1）110KV及以上的配电装置，一般将避雷针在构架上。但是在土壤电阻率大于500Ω·m的地区，仍宜装设独立避雷针，以免发生反击。
（2）10KV的配电装置，在土壤电阻率大于500Ω·m的地区宜采用独立避雷针，在土壤电阻率小于500Ω·m的地区容许采用构架避雷针。
變电站的直击雷防护设计内容主要是选择避雷针的指数、高度、装设位置、验算它们的保护范围、应有的接地电阻、防雷接地装置的设计等。
根据该变电站的实际情况需要设置四只避雷针分布在四周。因为土壤电阻率等于100Ω·cm，仍宜装设独立避雷针，以免发生反击;选取避雷针高为50m，相邻两针的距离为60m，被保护物高为10m。
5. 移动变电站的运行方式
110kV移动变电站包含110kV组合电器HGIS模块、110kV主变压器模块和10kV箱式配电装置模块等。
移动变电站的运行方式主要有以下方式：110kV变压器车与10～35kV箱式配电车同时运行;主变压器与HGIS同时运行;HGIS独立运行;变压器独立运行。
6. 结论
本设计完成了移动式110kV的变电所一次部分设计，通过对站内的各个车间的负荷进行计算，选取相应的主变压器与主接线单元，实现了变电所满足站内等各个部分用电的需求。
参考文献：
[1]宋磊.电容补偿装置设计选用点滴谈[J].军民两用技术与产品，2014（7）：54-56.
[2]宋文举.变电站电气运行[J].城市建设理论研究（电子版），2013（11）：78-79.
[3]张妍.浅谈10kV配电室设计在项目前期咨询阶段的设计要点[J].中国工程咨询，2017（9）：57-59.
[4]解海涛.10kV电力系统中变电所变压器台数和容量的选择[J].机电信息，2010：35-41.
[5]张玉光.新安220/60KV一次变电所电气部分初步设计[D].武汉：中国地质大学，2012.
作者：梁永胜
电气试验目录
一、主变试验
1、电力变压器试验
A、绕组直流电阻测量 B、变比测试误差测量 C、介质损失角测量
D、一分钟直流泄漏测量 E、短路阻抗测量 F、低电压空载
2、电力变压器有载分接开关试验
A、电力变压器有载分接开关切换试验
3、变压器电容式套管试验
A、绝缘电阻 B、介质损试验
4、电力变压器交流耐压试验
A、外施耐压试验
B、耐压后绝缘电阻测量
二、站用变试验
1、绝缘电阻及吸收比、极化指数测量
2、变压比误差及联结组别测量
3、绕组直流电阻测量
4、低电压空载及短路试验
5、绕组及套管的工频耐压试验
三、SF6断路器试验
1、绝缘电阻及耐压试验
2、导电回路接触电阻测试
3、操作线圈及其动作电压测试
4、机械特性时间测试
5、微水测试及密封性试验
四、35KV断路器试验
1、绝缘电阻
2、导电回路电阻、耐压
3、分合闸时间、同期测量
4、动作电压
五、110KV主变电流互感器试验
1、绝缘电阻
2、变比测试
3、二次线圈直流电阻
4、极性检查
5、励磁特性试验
6、耐压
六、110KV干式电流互感器试验
1、绝缘电阻测量及工频耐压试验
2、极性检查
3、电流比检查及二次直阻测量
4、励磁特性
5、一次直流电阻测量
七、35KV电流互感器试验
1、绝缘电阻
2、电流比检查及二次直阻测量
3、极性及一次直流电阻测量
4、励磁特性试验
5、耐压
6、局部放电测试
八、零序流变试验
1、绝缘电阻
2、电流比检查及二次直阻测量
3、极性及一次直流电阻测量
4、励磁特性试验
5、耐压
九、电磁式电压互感器试验
1、绝缘电阻、介损及交流耐压试验
2、直流电阻测量
3、极性检查
4、变比检查
5、励磁特性及空载损耗试验
十、35KV母线压变试验
1、绝缘电阻
2、一次、二次绕组直流电阻、局放
3、变比误差
4、励磁特性及空载损耗
5、工频交流耐压 十
一、氧化锌避雷器试验
1、GIS A、绝缘电阻测量
B、交、直流泄漏电流及参考电压测量 C、放电计数器及漏电电流表检查
2、其余的
A、绝缘电阻测量
B、直流参考电压、泄漏电流及交流参考电压测试 C、持续运行电压下全电流计阻性电流测试 D、避雷器监测器测试
十二、高压隔离开关试验
1、绝缘电阻
2、导电回路电阻
十三、接地电阻测试及导通试验 十
四、GIS回路电阻测试试验 十
五、GIS微水测试试验 十
六、GIS密度继电器校验 十
七、电容器试验
1、铭牌及安装位置
2、试验日期及电气情况
3、电容量及绝缘电阻测量
十八、干式电抗器试验
1、铭牌及主要技术参数
2、试验日期及天气情况
3、支柱绝缘子绝缘电阻测量及工频耐压试验
4、绕组电流电阻及电感测量
十九、电力电缆实验报告
1、绝缘电阻测量及耐压试验
2、两端相位一致、与电网相位一致
二
十、温度表校验 二十
一、交流耐压试验
1、110KV GIS交流耐压试验
A、绝缘电阻 B、交流电压
2、母线设备试验
A、绝缘电阻测量及工频耐压试验
3、35KV开关室母排交流耐压试验
A、绝缘电阻 B、交流耐压
C、两端相位一致、与电网相位一致
二十二、变压器油化报告
1、1#主变有载调压
2、2#主变有载调压
3、1#主变本体
4、2#主变本体
5、1#主变本体耐压前试验
6、2#主变本体耐压前试验
7、5T 油罐 新油
8、15T 油罐 新油
二十三、绝缘工具试验 二十
四、角比差试验
二十五、电流互感器10%误差试验
关键词：电容柜 补偿柜 无功补偿 谐波治理 电抗器
一、编制依据及工程概况：
1、编制依据
1.1、本工程施工图纸;
1.2、设备技术文件和施工图纸; 1.
3、有关工程的协议、合同、文件;
1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件; 1.
5、省电力系统继电保护反事故措施2007版; 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准; 1.
7、《南方电网电网建设施工作业指导书》; 1.8、《工程建设标准强制性条文》;
1.9、《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》;
1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准(WHS); 1.
11、现场情况调查资料; 1.
12、设备清册和材料清单;
1.
13、电气设备交接试验标准GB50150-2006;
1.
14、继电保护和电网安全自动装置检验规程;DL/T995-2006; 1.
15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法; 1.
16、南方电网及广东电网公司现行有关标准;
1.
17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件; 1.
18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。
2、工程概况：
110kV变电站为一新建户内GIS变电站。
110kV变电站一次系统110kV系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线;10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入Ⅰ段母线，带10kV出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变变低单臂接入Ⅱ段母线，带10kV出线8回、电容器1组、站用变1台，消弧线圈1组，母线设备1组。
110kV变电站二次系统由北京四方继保自动化股份有限公司生产，站内二次设备由微机监控系统、继电保护装置、直流系统及电能计量系统等组成。监控系统配有GPS对时网络系统，由站级层和间隔层两部分组成;主变保护和测控分开组屏，共由4面屏组成，本工程设1面10kV备自投屏并在内装2台装置，设1面PT并列屏并在内装2套装置，10kV馈线、电容器、站用变、分段保护和测控装置安装在开关柜上;电能计量均装设三相四线制多功能电能表，并通过485口接入电能计费系统能满足远方计费要求;直流系统设珠海瓦特直流系统两套，直流电压110V，容量300AH。
二次参数的CT二次电流1A，PT二次电压100V/57.7，直流电压110V，交流电压220V。
二、工作范围：
本期工程所有的一二次设备的调试含特殊试验。
三、施工现场组织机构 调试负责人： 调试人员：5人 仪器、仪表管理：1人
四、工期及施工进度计划：
为配合整个工程工期,提高工作效率，调试人员待一二次设备初步安装完毕才入场，施工计划安排如下： 第一阶段：入场及准备工作 工期:5个工作日(计划于) 工作内容: 提前将有关的图纸、资料、厂家说明书、测试仪器准备好，并到现场勘察，熟悉图纸及
一、二次设备，做好有关的准备工作。
准备好全站一二次设备试验所需相关仪器、仪表，并运抵现场。 第二阶段：设备试验及保护调试 工期：视实际情况而定
工作内容：一次方面有主变压器、GIS组合电器设备、高压开关柜、站用变压器、电容电抗器组等电气设备的单体常规、特殊试验;二次方面的保护装置调试、测控装置调试、监控装置调试、故障录波器等装置的调试、屏柜二次接线检查等的调试;开关、信号传动等分系统调试;整组调试、带负荷测试等整组启动调试。
五、质量管理： 试验技术管理
一次、二次设备试验质量管理是变电站施工管理的重要组成部分，本站试验由指定的工作负责人及试验技术负责人负责现场试验质量管理工作。
试验工作负责人及试验技术负责人必须参加施工图纸的会审，认真对施工图进行审查并提出图纸审查试验记录，对试验结果作出正确的判断对试验结果不符合标准规范的，应及时安排有关人员进行复检，并向本站试验技术负责人汇报。及时协调解决影响试验的有关设备和技术问题，确保工程的顺利完成。及时整理和审核试验报告，以便提交工程验收。 一次设备交接试验
为了保证试验数据的可靠和准确性，我们必须严格执行部颁标准，结合厂家资料的要求、标准进行试验。试验设备、仪表必须经检验验定合格并在有效期内使用。合理选择测量仪表的量程。合格选择各项试验的接线方式，尽量避免因为人为因素或环境因素给试验结果带来的影响。必须准确详细记录被试设备的各项试验数据并在验收时提交试验报告。湿温度对试验结果有影响的试验项目必须有准确的温度湿度记录，以便于换算。主要设备关建环节详述如下： 主变压器试验
主变压器套管吊装前,应对套管的绝缘、介损、升高座CT变比、A-V特性进行测量，介损值应与出厂值对比,应在厂家规定的范围;电容值应在厂家值的±10%范围内,并做好原始记录。
套管介损试验视现场条件应尽量吊起或垂直放置，表面擦干，以减少测量误差。使用2500V兆欧表测量主绝缘应不小于10000MΩ，末屏应不小于1000MΩ; 效验CT的A-V特性，CT变比和级性、级别并与设计图核对,发现问题应及时联系设计。应检查变压器绕组的变比、直流电阻、绕组变形等项目应在合格范围内。对于有载调压装置还应检查过度电阻，并与出厂值进行比较。
末屏试验应按厂家要求电压值加压，以免因电压过高而击穿末屏绝缘，变压器整体吊装完成后，绕组连同套管再作一次介损试验，以便以后预试比较，并经温度换算后与出厂值比较。整体吸收比、介损、泄漏进行试验前，变压器应有足够的静置时间，并要经过放电(消除静电影响)后再进行试验。吸收比、试验要使用大容量兆欧表。
整体安装完成后应测量主变铁芯绝缘，用2500V兆欧表，绝缘应不小于500兆欧。 断路器试验
核对开关
一、二次的相别应对应;断路器应在允许最高电压和最低电压下各做分合闸3次;检查断路器的分合闸时间及弹跳时间应在厂家出厂试验值规定的范围内;检查断路器合闸时的回路电阻应合格;检查开关的压力闭锁接点动作值和储能时间;SF6压力应在充气时检查报警、闭锁分合闸接点的动作值和接线的正确性。
本期10kV无功补偿设备8016kVar，容量比较大，要求对主变10kV进线及10kV电容器开关柜真空断路器进行老炼试验，以保护投切。 隔离开关试验
接触电阻的测量应在开关机械安装调试好以后，利用电动操作分合闸正常后进行。 互感器试验
应测量互感器一次绕组的直流电阻，与同一型号的互感器数据以及厂家出厂数据比较，阻值不应有较大差别。变比试验应加足够大的电流电压，以免引起测量误差。励磁特性试验应先退磁后测量，视试验设备的条件和励磁特性的高低，尽量做到曲线的饱和区。并与设计图核对。 避雷器试验
避免在湿度高的情况下(>85%)做直流泄漏试验，必要时屏蔽表面泄漏。放电计数器应动作可靠并复位指零，不能复位指零的全站统一指向某一数值。如是带泄漏电流表的，应对电流表进行校验。
注意事项：对一次设备的交流耐压试验时，必须退出所有避雷器，避免避雷器击穿。
试验电压以被试验设备的出型试验报告耐压值为基数，乘以0.8为现场交接试验耐压值。 成套装置技术指标：
额定输入电压:380V±10%50/60Hz单相交流 2.额定输出电压:500kV 3.额定输出电容:3000kVA 4.输出频率:20-400Hz 5.环境温度:-10～+45℃ 试验人员：5人 二)保护调试及传动 保护调试
为保证试验数据的可靠和准确性，我们必须严格执行部颁及行业标准，结合厂家调试大纲或技术要求、标准进行调试，执行有关的反事故措施。所使用的试验设备、仪表必须经检定合格并在有效期内使用。各试验设备的容量、电压等级、电源容量应符合技术要求。交流试验电源应尽量避免与施工中的焊机或其他大型施工机械混用同一电源支路。以减少因电源波动或谐波对测试结果的影响。对于试验用的直流电源或蓄电池电源，应尽量采用站内试验电源屏所供的直流电源或蓄电池电源，如使用其他整流设备，应有容量足够大的滤波装置。
所有保护调试前，各调试人员对自己所调试的保护有所了解并认真学习、熟悉有关调试规程、厂家资料。核对所有设备的额定直流电压、交流电压、电流是否符合设计要求。所有设备通电前必须确认屏内和回路接线已正确、绝缘合格。合理选择测量仪表的量程。正确选择各项试验的接线方式，尽量避免因为人为因素或环境因素给试验结果带来的影响。各项保护和回路的修改都应征得设计的同意并有设计修改通知书，并在图纸作相应的更改。调试记录应真实、准确、详细记录被调试设备的各项试验数据，并在验收时提交试验报告。
注意事项：微机保护应尽量避免插拔插件,如确须插拔，必须关闭装置电源。不能用手触摸印刷电路;电路板元件的更改必须由相关厂家负责。 及时索要保护定值，对保护定值的效验对设备运行极为重要。 二次回路检查
认真贯彻执行反事故措施要点，做到直流回路无寄生、交流电流电压回路一点接地、无交直流回路混接，二次回路绝缘电阻符合规程要求;对设计变更部分应落实到位。
注意事项：测量直流电源端子时，应测量对地电压，正负极间测量不能如实反应寄生回路。 整组传动试验
整组传动试验时，开关场地应有专人监护;分合闸试验时，应检查开关实际动作情况是否与保护出口一致。
注意事项：对断路器的分合闸次数应有所控制，以免影响断路器的寿命。 设备验收、质监工作
积极配合甲方做好验收工作，对提出问题及时处理;质监前整理好相关资料;新装设备面版整洁，标签齐全正确。 投产前检查
严格按照队内编制的投产前检查表逐项检查，防止CT二次开路、PT二次短路;核对保护定值的正确性;做好投产前的准备工作，如相序表、相位表、对讲机、手动摇表、指针万用表、防PT谐振的灯泡、核相用的长线、绝缘杆、投产时使用的表格等是否完备。并对照启动方案进行一次模拟操作。 注意事项：送电前必须对一次设备母线绝缘进行最后测量。 投产：
应做好投产时人员的分工，做到忙而不乱，有序地圆满完成投产工作。 三)试验设备、仪表管理
现场建立仪表、设备房，设立兼职仪表、仪器管理员，坚持每周清点仪器一次，仪表仪器进出都要登记。仪表管理员除了负责现场所有仪表、仪器的保管外，还负责仪表仪器的送检工作，以确保所有仪器、仪表都在有效期内使用。新设备还必须经过学习和交底后方可使用。
注意事项：不能让仪表、仪器在烈日下暴晒或遭雨淋。
六、安全管理: 危险点辨识：
设备试验过程出现人身触电事故 预防措施：
在试验设备四周设置安全围栏，悬挂警示牌，并在可能误闯试验区域的路口设专人看守。
在电容器上工作必须先放电，进行电容性试品试验后须充分放电并短路接地。 试验仪器仪表及设备(包括调压器)金属外壳及接地端子应可靠接地。 变更试验接线、解接时必须断开电源，验明无电压后进行。 在二路回路上工作造成高处跌伤 预防措施：
保护传动试验，需攀登一次设备接线时，应在专人监护下进行。攀登一次设备人员应戴好安全帽，系好安全带。竹梯梯脚做好防滑措施，使用时给人扶好。 在二次回路上工作造成人员触电 预防措施：
对交流二次电压回路通电时，必须可靠断开至电压互感器二次侧的回路，防止反充电。
屏蔽电缆两端屏蔽层的接地点应牢固可靠，不得随意断开。
试验仪器仪表及设备(包括调压器)金属外壳及接地端子应可靠接地。 变更试验接线、解接时必须断开电源，验明无电压后进行。 交流耐压试验时造成设备损坏 预防措施：
试验大容量的设备时，应正确选择试验变压器和调压器，避免发生串联谐振。 电气设备绝缘应在非破坏性试验做完后才能进行交流耐压试验。 试验电压应从零升起，均匀升压，不可采用冲击合闸方式加压。 高压试验工作不得少于三人，并设专人监护。 安全目标：
本工程的安全管理目标：无人身死亡、重伤事故，无重大的设备事故及重大交通事故，轻伤事故率在8‰以下。 为实现这个目标，应采取以下措施：
严格执行《电力建设安装施工管理规定》和《电力建设安全工作规程》的有关规定，坚持“安全第一，预防为主”的安全施工方针，落实安全责任制。 加强安全教育，试验人员必须经过安全教育并经安全考试合格后方可上岗，开工前必须进行安全技术交底。 坚持定期安全活动，每周进行不少于两个小时的安全学习活动。坚持每天站班会都要讲安全。
坚持反习惯性违章，进入现场必须戴安全帽，高处作业必须佩带合格的安全带。 坚持文明施工，在现场建立一个整洁的施工场所。
七、环境保护及文明施工：
1、环境保护
调试工作是在一定范围内的安装施工，不需爆破作业，也没有废气的产生，基本不会对环境造成影响。
2、文明施工
人员分工明确，生产秩序有条不紊;按章作业，不野蛮施工;人员着装整洁，试验设备摆放有序。
工作过程要注意成品保护，爱护他人劳动成果。
批准：
会签：
审核：
编写：左小勇
电力调度中心
2006年12月12日
110KV新源变电站投运方案
110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有
一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。
一、调度命名和调度管辖划分
1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”， 新源变间隔编号命名为“111开关”。
2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。
3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。
4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。
详见附图：110KV新源线主接线图;
110KV万福变主接线图;
二、新设备投运范围
1、110KV新源变电站所有新安装的
一、二次设备(除10KV出线外)。
2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。
3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。
4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。
三、投运条件
1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔
一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。
2、110KV新源变电站所有
一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。
3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。
四、投运步骤
根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：
第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备
1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。
2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。
3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。
4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。
5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。
6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护(改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸)。
9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护(改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸)。
10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。
11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。
12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。
13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。
其中：1)110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保
护试跳开关。
2)110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保
护试跳开关。
3)110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。
4)检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。
14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。
15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。
第二阶段：110KV新源变电站投运
(一)、#1主变投运
1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。
2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。
3、新源变：投入#1主变所有保护(重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵)。
4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。
5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。
6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。
7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。
第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关;
第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关;
第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关;
第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关;
第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。
8、新源变：退出#1主变差动保护。
(二)、35KV母线及35KV母线PT投运
1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试35KV所有间隔PT二次压降。
(三)、10KV母线及10KV母线PT投运
1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试所有出线的PT二次压降。
6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。
7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。
(四)、10KV#1电容器的投运
1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。
3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。
4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。
5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
(五)、35KV新油线的投运
1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。
4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。
5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。
6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。
五、注意事项
1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。
2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。
3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。
六、附图
一、工程概况
1、新建110kV嘉园变电站工程由桂林供电局作为项目代业主，由广西丰源电力勘察设计有限责任公司设计，土建、电气、通信部分由桂林漓昇电力建设有限责任公司负责施工，由广西正远电力工程建设监理有限责任公司监理。本次试运行包括嘉园站所有电气
一、二次设备。
2、电气主接线： 110kV采用内桥接线，10kV为单母线分段形式。
3、变压器：1台50MVA变压器，电压等级为110/10kV 。
4、110kV配电装置：飞嘉线113间隔、飞嘉侯线间隔、桥100间隔、1号主变1014间隔、 I段母线、 II段母线。
5、10kV配电装置(共18面固定开关柜)：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，备用9001隔离柜，备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关柜、电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜， 1号站用变910 开关柜。
6、无功补偿：10kV装设2组容量分别为4200Kvar和6000Kvar户外并联补偿电容器。
7、站用变及消弧线圈：1台1100/160 kVA接地变压器，电压等级为10kV/400V。
8、本期工程的二次部分安装了监控系统为深圳南瑞公司产品，采用计算机监控模式。110kV线路不设线路保护;110kV主变安装深圳南瑞公司生产的ISA387GA型差动保护、ISA388G型高、低后备保护、ISA361G型本体保护、ISA341GA型测控保护;10kV出线线路每回安装1套ISA351G型电流保护，两组电容器组均安装ISA359GD型电容器保护。直流系统为许继电源有限公司的直流产品。10kV出线安装了上海思源消弧线圈系统。低频低压装置采用南瑞稳定技术公司UFV-200A 型频率电压紧急控制装置
二、启动试运行风险分析及控制措施
风险分析：在投运过程中，如果出现设备故障或电网故障，存在飞虎站110kV母线失压的风险
控制措施：方式将安排腾空飞虎站110kVI段母线。
三、试运行前的准备工作
1、运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。
2、所有启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经启动验收委员会工程验收组验收合格，并向启动验收委员会呈交验收结果报告，启动验收委员会认可已具备试运行条件。 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
3、变电站与桂林地调的通信开通，启动试运行设备的远动信息能正确传送到桂林地调。
4、启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送桂林地调。
5、启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报公司生产技术部、安监部备案。
6、施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报桂林地调备案。
7、与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。
8、2号站用变高压侧接入外来电源，已带电正常运行。
四、启动试运行范围
1. 嘉园站(主变)：1号主变压器;
2. 嘉园站(110kV部分)：110kV飞嘉侯线1143间隔，110kV飞嘉线113间隔，110kV Ⅰ段母线、Ⅱ段母线，110kV 桥100间隔，1号主变1014间隔;
3. 嘉园站(10kV部分)：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，10kVⅠ段母线，备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关柜，电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910开关柜，备用9001隔离柜; 4. 嘉园站：全站二次设备;
五、启动试运行的项目
1. 飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行
2. 飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
3. 飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行
4. 嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运行、进行110kV侧核相及并列切换运行试验
5. 嘉园站1号主变充电试运行;
6. 嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行; 7. 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验; 8. 嘉园站110kV进线备自投试验;
9. 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验; 10. 嘉园站10kV各备用间隔充电试运行。
1 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
六、启动试运行时间安排
计划2011年 月 日～ 月 日
七、启动试运行指挥成员名单和电话 启动试运行指挥组组长： 启动试运行指挥组副组长：
八、启动试运行应具备的条件
1. 新启动试运行的变电站与广西中调、桂林地调之间的通信能满足调度运行要求，启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和桂林地调。
2. 所有启动试运行范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收
3. 所有现场有关本次启动试运行设备的基建工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离施工现场，现场具备送电条件。
4. 运行单位就启动试运行设备已向广西中调和桂林地调报启动试运行申请。
5. 启动试运行开始前，参加启动试运行有关人员应熟悉厂站设备、启动试运行方案及相关的运行规程规定。与启动试运行有关的运行维护单位应根据启动验收委员会批准的启动试运行方案，提前准备好操作票。
6. 110kV嘉园站：确认飞嘉线 113间隔线路PT与线路电缆已经接好。 7. 110kV嘉园站：确认飞嘉侯线 114间隔线路PT与线路电缆已经接好。
九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合(在启动试运行前完成)
线路：检查110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线在冷备用状态。
飞虎站(腾空飞虎站110kV1号母线，为投运做准备。由地调值班调度员下令飞虎站值班员操作)：
1. 检查飞虎站110kV母联100开关在运行状态; 2. 检查飞虎站备用118开关在冷备用; 3. 检查飞虎站备用117开关在冷备用;
4. 检查飞虎站110kV苏虎麻百线113开关运行在110kV2号母线;
5. 将飞虎站220kV1号主变101开关、110kV飞福线116开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线运行
2 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
6. 断开飞虎站110kV母联100开关; 7. 操作完毕，汇报启动试运行指挥组。 嘉园站：
将嘉园站1号主变有载调压的档位置于1档;
十、启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。 测量线路绝缘、核相 飞嘉线：
1. 线路施工单位进行110kV飞嘉线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
飞嘉侯线：
2. 线路施工单位进行110kV飞嘉侯线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
一次设备检查及准备
飞虎站(由地调值班调度员下令变电站值班员操作)
1. 检查飞虎站110kV飞嘉线1
15、飞嘉侯线114开关均在断开位置; 2. 检查飞虎站11
51、11
52、11
53、11
41、11
42、1143刀闸均在断开位置; 3. 检查飞虎站11
517、11
537、11
538、11
417、11
437、11438地刀均在断开位置; 侯寨站(由地调值班调度员下令变电站值班员操作) 4. 检查侯寨站110kV飞嘉侯线173开关在断开位置; 5. 检查侯寨站17
31、17
32、17
33、1735刀闸均在断开位置; 6. 检查侯寨站17
318、173
38、17337地刀均在断开位置;
嘉园站(由启动试运行组组长下令变电站值班员，操作完后汇报调度员)
7. 检查嘉园站1
13、100、90
1、930、950、9
10、9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关均在断开位置;
8. 检查嘉园站11
31、11
33、10
14、100
1、100
2、11
43、10
10、09
51、900
1、930
3、950
3、9100刀闸均在断开位置;
9. 检查嘉园站90
1、09
51、930、950、9
10、9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、9
53、9001手车均在试验位置;
3 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
10. 检查嘉园站11
317、113
37、113
38、101
48、100
17、100
27、11
437、11
438、930
38、950
38、930
8、950
8、910
8、91
18、91
28、91
38、91
48、91
58、916
8、917
8、918
8、919
8、9
518、9
528、9
538、90018地刀均断开位置;所有间隔无异物、无接地线; 11. 检查确认嘉园站所有10kV备用开关柜线路均未接入。 二次设备检查及准备
飞虎站(由地调值班调度员下令变电站值班员操作)
12. 投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源;
13. 按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护连接片;
14. 按地调下达的编号为2011286定值单对飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护进行整定;将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护切至“退方向充电定值区”。 该项工作在启动试运行前完成;
15. 退出飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的重合闸;
16. 投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉侯线114开关连接片;
17. 投入飞虎站110kV飞嘉线115开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源;
18. 按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉线115开关保护连接片;
19. 按地调下达的编号为2011276定值单对飞虎站110kV飞嘉线115开关保护进行整定;将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护切至“退方向充电定值区”。 该项工作在启动试运行前完成;
20. 退出飞虎站110kV飞嘉线115开关的重合闸;
21. 投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉线115开关连接片;
110kV嘉园站(由启动试运行组组长下令变电站值班员操作，操作完后汇报调度员) 22. 分别投入嘉园站110kV 飞嘉线113间隔、110kV桥100开关柜、110kV飞嘉侯线1143间隔、1号主变1014间隔、1号主变低压侧901开关柜、1号主变本体及其附属设备的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源;投入有载调压电源;
23. 按地调下达的编号为2011264的定值单投入嘉园站110kV 1号主变全部保护;1号主变重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，轻瓦斯投信号，压力释放投信号、油压速动投信号、温度超高投信号、油位异常投信号;按地调下达的编号为2011386的定值单对1号主变保护
4 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
进行定值整定并另存至临时充电定值区，并将嘉园站1号主变定值切至本临时充电定值区。该项工作在启动试运行前完成;
24. 分别投入嘉园站10kV备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关柜、10kV 1号站变910开关柜、10kV电容器Ⅰ 930开关柜、10kV电容器Ⅱ 950开关柜、10kVⅠ段母线PT 0951开关柜、10kV备用9001隔离柜的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空气、测控交流电压空开、电机电源等电源;
25. 按正常方式投入嘉园站10kV 备用9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关保护相关连接片;
26. 按定值单2011268分别投入嘉园站10kV备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关保护;
27. 退出嘉园站10kV备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关的重合闸;
28. 按正常方式投入嘉园站10kV 1号站变910保护相关连接片; 29. 按定值单2011267投入嘉园站10kV 1号站变910开关保护;
30. 按正常方式投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950测控相关连接片; 31. 按定值单201126
5、2011266分别投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950开关保护;
32. 小电流选线系统：投入嘉园站消弧线圈自动控制系统保护电源、风机电源等; 33. 频率紧急控制系统：投入嘉园站低频低压减载装置电源。
注意：启动试运行前操作配合工作完成后，要采取措施保证启动试运行设备的状态不改变 十
一、启动试运行步骤
飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行 34. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线11
41、110kV飞嘉线1151刀闸;
35. 地调下令：合上飞虎站110kV母联100开关，对220kV飞虎站：110kV 1号母线、110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电;
飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
36. 地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸合上; 37. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1143刀闸;
38. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路充电2次，
5 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
每次充电5分钟，第1次充电的同时在飞虎站测量110kV飞嘉侯线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站的110kV飞嘉侯线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT二次电压测量后与110kV 2号母线PT二次电压核相;在嘉园站测量110kV飞嘉侯线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上嘉园站的110kV飞嘉侯线线路PT 的二次空气开关，并在嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组。第2次充电结束后，断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关; 39. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸; 40. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1002刀闸;
41. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸、110kV桥1002刀闸及110kVⅡ段母线充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关;
飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行 42. 地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉线1151刀闸合上; 43. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1153刀闸;
44. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路充电2次，每次间隔5分钟，第1次充电的同时在220kV飞虎站测量110kV飞嘉线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压测量后与110kV2号母线PT二次电压核相;在嘉园站测量110kV飞嘉线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上110kV嘉园站的110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压与110kV飞嘉线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组，第2次充电正常后断开飞虎站110kV飞嘉线115开关;
45. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线11
31、1133刀闸;
46. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞虎线1133刀闸充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉线115开关;
嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运、进行110kV侧核相及并列切换运行试验
6 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
47. 启动试运行组长下令：嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP1 桥开关备自投投退”压板“1LP2 进线备自投投退”压板置于“退出”位置，备自投装置上的“充电”指示显示未充电，检查装置显示正确;
48. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1001刀闸;
49. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对110kV桥1001刀闸及110kVI段母线充电;
50. 地调下令：断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关;
51. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关，在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉线线路PT二次电压与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组;
52. 启动试运行组长下令：在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“2BK 110kV电压并列/远控把手”切至“并列”，对110kV飞嘉线线路PT 二次与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压回路进行并列切换试验，试验结束正确后将结果汇报启动试运行指挥组; 53. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关; 54. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关; 嘉园站1号主变充电试运行
55. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关; 56. 启动试运行组长下令：检查嘉园站1号主变的档位在1档;
57. 启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变中性点1010中性点刀闸; 58. 启动试运行组长下令：无压下合上嘉园站1号主变1014刀闸;
59. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行4次全电压冲击，第1次持续时间10分钟，以后每次间隔5分钟，带电持续5分钟。冲击合闸时应测量主变励磁涌流，主变冲击合闸时派专人到变压器旁监听，发现异常立即汇报试运行负责人。第4次冲击后断开嘉园站110kV飞嘉线113开关;
60. 启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变低压侧901开关手车由试验位置摇到工作位置;
61. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行第5次冲击，第5次冲击后不再断开110kV飞嘉线113开关;
嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行
7 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
62. 启动试运行组长下令：将嘉园站10kV备用9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关手车、 10kV电容器I930、10kV电容器II950开关手车、10kV1号站用变910开关手车、10kVI段母线电压互感器09
51、9001隔离手车由试验位置摇到工作位置;
63. 启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变低压侧901开关，对10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 09
51、9001隔离手车、9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、9
53、9
10、930、950开关手车充电试运行;
64. 启动试运行组长下令：在嘉园站10kV Ⅰ段母线PT柜测量10kV Ⅰ段母线PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压，测量正确后投入PT二次空开，并在110kV嘉园站主控室测量10kV Ⅰ段母线二次电压、相序及开口三角不平衡电压，用110kV飞嘉线线路PT与10kV Ⅰ段母线PT进行二次核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组; 65. 地调下令：退出飞虎站110kV母线差动保护;
66. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关; 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验
67. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ9303刀闸; 68. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ9503刀闸; 69. 启动试运行组长下令：退出嘉园站1号主变差动保护;
70. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关对10kV电容器Ⅰ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟，第3次冲击合闸后，断开电容器Ⅰ 930开关。充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压。第一次充电时测量1号主变高、低压侧二次电流及相量判别，检查1号主变差动保护差流。正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组;
71. 地调下令：对飞虎站110kV飞嘉线115开关带负荷判方向，正确后;(请生技部安排人员)
72. 地调下令：对飞虎站110kV母差保护判差流与极性。正确后;(请生技部安排人员) 73. 启动试运行组长下令：对嘉园站1号主变差动保护判差流及极性，并对1号主变高、低后备保护判方向，正确后;
74. 地调下令：投入飞虎站110kV母差保护(注意投入飞虎站110kV母差保护跳115开关保护出口压板);
75. 地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护定值切至正常运行定值区
8 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
76. 地调下令：将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护定值切至正常运行定值区 77. 启动试运行组长下令：投入嘉园站1号主变差动保护功能; 78. 启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变定值切至正常运行定值区 79. 启动试运行组长下令：断开嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关;
80. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ950开关对10kV电容器Ⅱ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟;充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压; 81. 合上嘉园站10kV电容器I930开关;
嘉园站110kV进线备自投试验(嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。) 进线备投方式1
82. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关;
83. 启动试运行组长下令：按编号为2011387的定值单投入嘉园站110kV备自投(在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP2 进线备自投投退”压板置于“投入”位置，检查备自投装置上的“充电”指示显示充电，装置显示正确); 84. 地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关;
85. 启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关;
86. 启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV桥100开关，合上110kV飞嘉线113开关;(注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替) 87. 启动试运行组长下令：备自投正确动作后向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关; 进线备投方式2
88. 启动试运行组长下令：检查110kV备自投装置充电正常;
89. 启动试运行组长下令：间隔五分钟后，合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关。
90. 地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉线115开关;
91. 启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关
9 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
92. 启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV飞嘉线113开关，合上110kV桥100开关;(注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替)备自投试验结束;
93. 地调下令：向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉线115开关; 94. 启动试运行组长下令：同期合上嘉园站110kV飞嘉线113开关; 95. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关; 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验
96. 启动试运行组长下令：检查核实嘉园站站内电源由10kV 2号站用变供电;
97. 启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器在分位;2QS刀闸、2QF断路器在合位;
98. 启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜ATS双电源自动切换装置“Ⅰ”在分位，“Ⅱ”在合位，其控制方式为“手动操作切换”。
99. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号站用变910开关对10kV 1号站用变充电; 100. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号消弧线圈9100刀闸对10kV 1号消弧线圈充电; 101. 启动试运行组长下令：在嘉园站400V进线柜测量10kV 1号站用变低压侧电压及相序，正确后; 102. 启动试运行组长下令：合上嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器，对1号站用变400V电压与2号站用变400V电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组; 103. 启动试运行组长下令：检查嘉园站ATS双电源自动切换装置切换方式为“切换无优先”，将其控制方式切至为“自动投入切换”。 104. 启动试运行组长下令：断开嘉园站2QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅰ”位;合上低压进线柜2QF断路器，断开1QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅱ”位; 105. 启动试运行组长下令：400V带负荷备投试验结束后，站内用电由1号站用变供电;
嘉园站10kV各备用间隔充电试运行 106. 107. 108. 109.
启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用911开关，对911空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用912开关，对912空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用913开关，对913空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用914开关，对914空开关柜充电;
10 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
110. 111. 112. 113. 114. 115. 116. 117. 118. 119. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用915开关，对915空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用916开关，对916空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用917开关，对917空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用918开关，对918空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用919开关，对919空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用951开关，对951空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用952开关，对952空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用953开关，对953空开关柜充电; 启动试运行组长下令：按照调度定值2011411投入低频低压减载装置; 启动试运行组长下令：拉开嘉园站1号主变110kV中性点1010地刀
系统运行方式调整(由值班调度员下令) 120. 121. 运行 122. 123. 124. 125. 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉线115开关重合闸检无压，有压自动转同期 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉侯线114检无压，有压自动转检同期 地调下令：将侯寨站110kV飞嘉侯线173开关由冷备用转运行状态 地调下令：断开飞虎站110kV母联100开关。 地调下令：检查飞虎站110kV母联100开关运行正常
地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线投运结束24小时后将嘉园站10kV备用9
53、备用9
52、备用9
51、备用9
19、备用9
18、备用9
17、备用9
16、备用9
15、备用9
14、备用9
13、备用9
12、备用911开关由运行转冷备用
十二、安全措施及注意事项
1. 所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》等规程、规范。 2. 启动试运行的各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。 3. 启动试运行的试验和操作人员，应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。 4. 启动试运行方案由地调值班调度员按方案有关程序执行，对只涉及嘉园站新设备启动试运行部分操作，可委托启动试运指挥组长(副组长)负责指挥操作，但须明确委托指挥操作范围、内容等事宜及汇报要求;启动试运行设备现场的操作须按规定填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由运行、施工单位共同监护。
5. 启动试运行期间的有关试验工作至少由两名试验人员进行，试验人员需要在一次设备
11 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。 6. 每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。
7. 启动试运行期间启动试运行设备如发生故障需处理,须经启动委员会同意后方可实施，故障处理前须做好安全措施，消缺后经启动委员会同意后继续进行启动试运行;试运行过程中如果正在启动试运行设备出现重大故障或充电的电源开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，经地调许可，可立即断开重大故障设备的电源开关，避免设备损坏。
8. 启动试运行期间，如110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线对侧开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，由地调指挥处理，待查明跳闸原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行：
9. 试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。
10. 嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。
十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，嘉园站本次启动范围设备交由运行单位维护。
1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报广西电力调度通信中心及桂林供电局地调。
2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给桂林供电局运行维护管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由广西电力调度通信中心、桂林供电局地调按各自管辖范围确定。 十
四、有关厂站及电气主接线图和试验接线图 附件1：110kV嘉园站一次主接线图见附图1; 附件2：220kV飞虎变电站一次主接线图见附图2; 附件3：220kV侯寨变电站一次主接线图见附图3。
**********110kV变电站工程
土建工程质量通病防治措施
*****
2013年2月25日
批
准：审
核：编
写：____________
____________
____________
________年____月____日________年____月____日________年____月____日
目 录
1 概述 ........................................................................ 1 编制目的 .................................................................. 1 工程概况及工程特点 ........................................................ 1 2 编制依据 .................................................................... 2 3 工作方案及主要管理措施 ...................................................... 2 3.1 工作方案 .............................................................. 2 3.2 主要管理措施 .......................................................... 2 4 质量通病防治项目的具体方案和施工措施 ........................................ 3 4.1 钢筋混凝土现浇楼板质量通病防治的施工措施 .............................. 3 4.2 墙体质量通病防治的施工措施 ............................................ 5 4.3 楼地面质量通病防治的施工措施 .......................................... 6 4.4 外墙质量通病防治的施工措施 ............................................ 7 4.5 门窗质量通病防治的施工措施 ............................................ 8 4.6 屋面质量通病防治施工措施 .............................................. 9 4.7 构支架质量通病防治的施工措施 ......................................... 10 4.8 主变、GIS、电容器等主设备基础质量通病防治的施工措施 .................. 11 4.9 电缆沟及盖板质量通病防治的施工措施 ................................... 12 4.10 道路及散水质量通病防治的施工措施 .................................... 12 4.11 站区围墙质量通病防治的施工措施 ...................................... 13 4.12 接地装置安装质量通病防治的施工措施 .................................. 14
1. 概述{ TC "1 概述：" f C l "1" } 1.1 编制目的{ TC "编制目的：" f C l "2" } 根据工程的创优要求，即施工全过程不发生施工质量事故，实现一次成优，工程质量满足国家及行业施工验收规范、标准及质量检验评定标准的优良级要求。为确保工程创优目标的实现，根治工程中常见的质量通病是前提，依照《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》的有关要求和规定，项目部编制《*****110kV*****变电站土建工程质量通病防治方案和施工措施》，以此来规范和开展本工程质量通病防治工作，努力提高工作效果。 1.2工程概况 1.2.1工程参建单位: 工程名称：*****110kV*****变电站工程 建设单位：福建省电力有限公司南平电业局 设计单位：南平闽延电力勘察设计有限公司 监理单位：福建和盛工程管理有限责任公司 施工单位：*****
1.2.2工程规模
本工程站区围墙内用地面积为4002㎡，站址总用地面积为5043㎡;拟建主控楼1幢、一层框架结构、建筑面积约570.6㎡。
本期规模：
1、50MVA变压器1台，110kV出线2回，1 回接入110kV松源变、另1回备用回路先行建设间隔部分;35kV出线3回，分别为旧县线、渭田线和备用 1 回。10kV 出线 8 回。主变 10kV 侧安装 1 组 3.6Mvar 及4.8Mvar并联电容器。
2、扩建110kV松源变电站110kV*****间隔。
{ TC "工程概况及工程特点：" f C l "2" }
2. 编制依据{ TC "2 编制依据：" f C l "1" }
《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》 国网基建质量[2010]19号;
本工程施工图、设计技术交底以及图纸会检纪要;
3. 工作方案及主要管理措施{ TC "3 工作方案及主要管理措施" f C l "1" }
3.1 工作方案{ TC "3.1 工作方案" f C l "2" } 1) 根据《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》以及施工图，分析本工程的主要质量通病防治项目，并认真编写本工程《质量通病防治措施》，经监理单位审查、建设单位批准后实施。
2)项目部应在每个防治项目施工前，根据批准的《质量通病防治措施》，组织对施工人员的技术交底，并确保措施落实到位。施工过程中，应做好相应防治措施的跟踪与落实，并记录、收集和整理质量通病防治的施工措施、技术交底和隐蔽验收等相关资料。
3) 必须做好原材料、半成品的第三方试验检测工作，未经复试或复试不合格的原材料、半成品等不得用于工程施工。试验检测应执行见证取样制度，必须送达经电力建设工程质量监督机构认证的第三方试验室进行检测或经监理单位审核认可并报质监机构备案的第三方试验室进行检测。采用新材料时，除应有产品合格证、有效的新材料鉴定证书外，还应进行必要检测。
4) 专业分包工程的质量通病防治措施由分包单位编制，施工总承包单位审核，报监理单位审查、建设单位批准后实施。
5)工程完工后，项目部应认真填写本工程的《质量通病防治工作总结》。 3.2 主要管理措施{ TC "3.2 主要管理措施" f C l "2" }
1) 组织措施：
成立质量通病防治小组，小组名单如下： 组长：***** 2
组员：张小华 周立红 廉万顺 潘良才
质量通病防治小组的权限：防治小组发现未按监理方及业主审批的质量通病防治方案施工的，有责令施工队限期整改的权力;如没有整改或整改不到位，有权进行经济处罚甚至要求返工、整改。
质量通病防治小组的责任：尽量消防因施工原因造成的质量通病。
质量通病防治小组的负责范围：本方案(措施)中所涉及的由我方承包范围的施工质量通病。
2) 管理措施：
工程开工前，编制质量通病防治方案和施工措施，对所有管理人员进行技术交底，增强施工人员的质量意识;
装饰装修工程必须做到“方案指路，样板先行”，样板间(样板墙)必须经监理、业主后认可后方可大面积施工;
严格执行工序的交接与会签制度;
建立成品保护制度，发至各施工队以及各参建方;
制订《质量通病防治项目检查表》，在每个防治项目完工后，对照本方案的施工措施对质量通病防治效果进行评估检查，对仍出现的质量通病进行整改与总结。
4. 质量通病防治项目的具体方案和施工措施{ TC "4 质量通病防治项目的具体方案和施工措施" f C l "1" }
4.1 钢筋混凝土现浇楼板质量通病防治的施工措施：{ TC "4.1 钢筋混凝土现浇楼板质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 现浇板混凝土应采用中粗砂。严把原材料质量关，优化配合比设计，适当减小水灰比。
2) 当需要采用减水剂来提高混凝土性能时，应采用减水率高、分散性能好、对混凝土收缩影响较小的外加剂，其减水率不应低于8%。
3) 预拌混凝土的含砂率应控制在40%以内，每立方米混凝土粗骨料的用量不少于1000kg，粉煤灰的掺量不宜大于水泥用量的15%。
4) 预拌混凝土进场时应检查入模塌落度，塌落度值按施工规范采用。
5) 严格控制现浇板的厚度和现浇板中钢筋保护层的厚度，特别是板面负筋保护层厚度，不使负筋保护层过厚而产生裂缝。
6)雨蓬等悬挑现浇板的负弯矩钢筋下面，应设置间距不大于500mm的钢筋保护层垫块，在浇筑混凝土时保证钢筋不移位。双层双向钢筋，应设置钢筋撑脚，钢筋撑脚纵横间距不大于 500mm，应交叉分布，并对上下层钢筋作有效固定。
7) 现浇板中的线管必须布置在钢筋网片之上(双层双向配筋时，布置在下层钢筋之上)，交叉布线处应采用线盒，线管的直径应小于1/3楼板厚度，沿预埋管线方向应增设φ6@150、宽度不小于 450mm 的钢筋网带。严禁水管水平埋设在现浇板中。
8) 现浇板浇筑宜采用平板振动器振捣，在混凝土终凝前进行二次压抹。
9) 现浇板浇筑后，应在终凝后进行覆盖和浇水养护，养护时间不得少于7d;对掺用缓凝型外加剂或有抗渗性能要7求的混凝土，不得少于 14d。夏季应适当延长养护时间，以提高抗裂性能。冬季应适当延长保温和脱模时间，使其缓慢降温，以防温度骤变、温差过大引起裂缝。
10) 现浇板养护期间，当混凝土强度小于 1.2MPa 时，不得进行后续施工。当混凝土强度小于10MPa时，不得在现浇板上吊运、堆放重物。吊运、堆放重物时应减轻对现浇板的冲击影响。
11) 现浇板的板底宜采用免粉刷措施。
12) 模板支撑的选用必须经过计算，除满足强度要求外，还必须有足够的刚度、稳定性，平整度及光洁度。根据工期要求，配备足够数量的模板，保证按规范要求拆模。已拆除模板及其支架的结构，在混凝土强度达到设计要求的强度后方可承受全部使用荷载。
13) 施工缝的位置和处理应严格执行规范要求和施工技术方案。后浇带的位置和混凝土浇筑应严格按设计要求和施工技术方案执行。后浇带应在其两侧混凝土龄期大于60d后再施工，浇筑时应采用补偿收缩混凝土，其混凝土强度应提高一个强度等级。
14) 混凝土浇筑时，对裂缝易发生部位和负弯矩筋受力最大区域，应铺设临时活动跳板，扩大接触面，分散应力，避免上层钢筋受到踩踏而变形，并配备专人及时检查调整。
15) 工程实体钢筋保护层检测时，应对悬臂构件的上部钢筋保护层厚度进行检测。 4.2 墙体质量通病防治的施工措施：{ TC "4.2 墙体质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 砌筑砂浆应采用中砂，严禁使用山砂、石粉和混合粉。砌体工程所用的材料应有产品的合格证书、产品性能检测报告。不得使用国家明令淘汰的材料。
2) 蒸压灰砂砖、粉煤灰砖、加气混凝土砌块的出釜停放期不宜小于 45d，至少不应小于 28d。混凝土及轻骨料混凝土小型空心砌块的龄期不应小于28d。
3) 应严格控制砌筑时块体材料的含水率。砌筑时块体材料表面不应有浮水，不得在饱和水状态下施工。
4) 蒸压加气混凝土砌块和轻骨料混凝土小型空心砌块不应与其他块材混砌。砌筑砂浆的拌制、使用及强度应符合相关规范及设计的要求。
5) 填充墙砌至接近梁底、板底时，应留有一定的空隙，填充墙砌筑完并间隔15d以后，方可补砌挤紧，或采用微膨胀混凝土嵌填密实;补砌时，双侧竖缝用高强度水泥砂浆嵌填密实。
6) 砌体结构坡屋顶卧梁下口的砌体应砌成踏步形。
7) 砌体结构宜在砌筑完成后60d后再抹灰,并不应少于30d。 8) 通长现浇钢筋混凝土板带应一次浇筑完成。
9) 框架柱间填充墙拉结筋宜采用预埋法留置，应满足11砖模数要求，不应折弯压入砖缝;梁底插筋应采用预埋留置。
10) 采用粉煤灰砖、轻骨料混凝土小型空心砌块的填充墙与框架柱交接处，应用 15mm×15mm 木条预先留缝，粉刷前用1:3水泥砂浆嵌实。
11) 严禁在墙体上埋设交叉管道和开凿水平槽。竖向槽须在砂浆强度达到设计要求后，用机械开凿，且在粉刷前加贴满足抗震要求的镀锌钢丝网片等材料。
4.3 楼地面质量通病防治的施工措施：{ TC "4.3 楼地面质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 采用的材料应按设计要求和规范规定选用，并应符合国家标准的规定，进场材料应有质量合格证明文件及性能检测报告，重要材料应有复验报告。
2) 上下水管道套管及预留洞口坐标位置应正确，严禁任意凿洞。套管应采用钢管并设置止水环，应高出结构层面80mm。预留洞口的形状为上大下小。
3) 管道安装前，楼板板厚范围内上下水管的光滑外壁应先做毛化处理，再均匀涂一层401塑料胶，然后用经筛洗的中粗砂喷洒均匀。
4) 现浇板预留洞口填塞前，应将洞口清洗干净、毛化处理、涂刷掺胶水泥浆作粘结层。洞口填塞分二次进行，先用掺入抗裂防渗剂的微膨胀细石混凝土浇筑至楼板厚度的2/3处，待混凝土凝固后进行4h蓄水试验，无渗漏后，用掺入抗裂防渗剂的水泥砂浆填塞。管道安装后，应在洞口处进行24h蓄水试验，不渗、不漏后再做防水层。
5) 防水层施工前应先将楼板四周清理干净，阴角处粉成小圆弧。防水层的泛水高度不得小于300mm。
6) 地面找平层向地漏放坡 1%～1.5%，地漏口应比相邻地面低5mm。
7) 找平层、隔离层、面层施工前，基层应清扫、冲洗干净，并与下一层结合牢固，无空鼓、裂纹;面层表面不应有裂纹、脱皮、麻面、起砂等缺陷。
8) 有防水要求的地面施工完毕后，应进行 24h 蓄水试验，蓄水高度为20mm～30mm，不渗、不漏为合格。
9) 卫生间墙面防水砂浆应进行不少于2次的刮糙。
10) 室内外回填土必须按设计要求分层夯实，分层见证取样试验，试验合格后方可进行下一道工序施工。
11) 楼面混凝土后浇面层及混凝土地面必须设置分格缝，并在混凝土终凝前原浆收光，严禁撒干水泥或刮水泥浆收光。
12) 整体面层的抹平工作应在混凝土初凝前完成，压光工作应在混凝土终凝前完成。 6
并应根据不同的气候条件，及时养护，养护时间不应少于7d。
4.4 外墙质量通病防治的施工措施：{ TC "4.4 外墙质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 外墙抹灰应使用含泥量低于2%、细度模量不小于2.5的中粗砂。严禁使用石粉、混合粉。水泥使用前应做凝结时间和安定性检验。
2) 抹灰粉刷前应将基层表面的尘土、污垢、油渍等清除干净，并提前 1d 洒水湿润。抹灰层与基层以及各抹灰层之间必须粘结牢固，无空鼓、裂纹。
3) 墙面抹灰砂浆要抹平、压实，砂浆中宜掺加适量的聚合物来提高砂浆的拒水、防渗、防漏性能。
4) 外墙粉刷各层接缝位置应错开，接缝应留置在楼层混凝土梁或圈梁的中部。 5) 外墙涂料在使用前，应进行抽样检测。
6) 外墙施工应采用双排脚手架，不得留置多余洞眼。外墙脚手孔应使用微膨胀细石混凝土分次塞实成活，并在洞口外侧先加刷一道防水增强层。
7) 混凝土基层应采用人工凿毛;轻质砌块基层应采用满铺镀锌钢丝网等措施来增强基层黏结力。抹灰基层经检验合格后，方可进行下一道工序施工。
8) 当抹灰层总厚度≥35mm 时，必须采用挂大孔镀锌钢丝网片的措施，且固定网片的固定件锚入混凝土基体的深度不应小于25mm,其他基层的深度不应小于50mm。抹灰层总厚度超过50mm时，加强措施应由设计单位确认。
9) 两种不同基体交接处的处理应符合墙体防裂措施的要求，并做好隐蔽工程验收记录。 10) 外墙抹灰必须分层进行，刮糙不少于两遍，每遍厚度宜控制在6～8mm;面层宜为7～10mm，但不应超过10mm。两层间的间隔时间不应小于 2～7d。室外气温低于 5℃时，不宜进行外墙粉刷。
11) 外墙涂料找平腻子的厚度不应大于1mm。
12) 腰线、雨篷、阳台等部位必须粉出不小于2%的排水坡度，且靠墙体根部处应粉成圆角;滴水线宽度应为 10～20mm，厚度不小于12mm，且应粉成鹰嘴式。
13) 外墙面层涂料或饰面砖铺贴前应对墙面抹灰基层进行淋水试验，试验合格后，方可进行面层涂料或饰面砖铺贴。
14) 外墙面砖铺贴粘前应进行排版，避免采用小于 1/2边长的块料。面砖应粘结牢固，无空鼓、勾缝密实。应将勾缝处理作为重点：宜采用聚合物水泥砂浆或专用勾缝剂勾缝，勾缝应密实。二次勾缝采用5mm直径圆形抹缝工具来回拉至缝面光滑，表面擦抹整洁，并及时洒水养护。
4.5 门窗质量通病防治的施工措施：{ TC "4.5 门窗质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 门窗安装前应进行三项性能的见证取样检测，安装完毕后应委托有资质的第三方检测机构进行现场检验。
2) 门窗框安装固定前应对预留墙洞尺寸进行复核，用防水砂浆刮糙处理，然后实施外框固定。固定后的外框与墙体应根据饰面材料预留5—8mm间隙。
3) 门窗安装应采用镀锌铁片连接固定，镀锌铁片厚度不小于 1.5mm，固定点间距：门窗拼接转角处 180mm，框边处不大于500mm。严禁用长脚膨胀螺栓穿透型材固定门窗框。
4) 门窗洞口应干净、干燥后施打发泡剂，发泡剂应连续施打、一次成型、充填饱满，溢出门窗框外的发泡剂应在结膜前塞入缝隙内，防止发泡剂外膜破损。
5) 门窗框外侧应留5mm宽、6mm深的打胶槽口;外墙面层为粉刷层时，宜贴“┴”型塑料条做槽口。内窗台应较外窗台高10mm，外窗底框下沿与窗台间应留有10mm的槽口。
6) 打胶面应干净，干燥后施打密封胶，且应采用中性硅酮密封胶。严禁在涂料面层上打密封胶。
7) 窗扇的开启形式应方便使用，安全可靠，易于维修、清洗;当采用外开窗时，窗扇固定的措施应可靠。组合窗中拼缝应采用专用密封材料进行防水处理。
8) 全玻璃门应选用安全玻璃，并应设防撞提示标识。
9) 卫生间应有通风装置(进、出风口)，门框与墙地面连接处应打防水封闭胶，窗户采用磨砂玻璃。
4.6 屋面质量通病防治施工措施：{ TC "4.6 屋面质量通病防治施工措施" f C l "2" }
1) 屋面防水工程施工队伍应具有相应资质。施工前必须编制详细的施工方案，经监理审查确认后方可组织施工。
2) 出屋面管道、空调室外机底座、屋顶风机口等在防水层施工前必须按设计要求预留、预埋准确，不得在防水层上打孔、开洞。
3) 埋入屋面现浇板的穿线管及接线盒等物件应固定在模板上，以保证现浇板内预埋物保持在现浇板的下部，使板内线盒、线管上有足够高度的混凝土层，并在接线盒上面配置钢筋网片，确保盒、管上面的混凝土不开裂。
4) 穿透屋面现浇板的预埋管必须设有止水环。屋面现浇板下吊灯、吊顶等器具的安装固定应采取预埋，不得事后剔凿或采用膨胀螺栓。
5) 屋面隔气层、防水层施工前，基层必须干净、干燥，并做好隐蔽验收记录。保温层、防水层不得在雨、雪天及(五级及以上)大风天气施工。
6) 在屋面各道防水层或隔气层施工时应严格控制基层的含水率。 7) 屋面防水层施工与伸出屋面结构的处理应满足下列要求：
(1)屋面水落口、空调室外机底座、出屋面管道、屋顶风机口等，在与刚性防水层交接处留 20×20mm 凹槽，嵌填密封材料，并做附加防水卷材增强层处理;
(2) 出屋面管道、空调室外机底座、屋顶风机口应用柔性防水卷材做泛水，其高度不小于 250mm(管道泛水不小于300mm)，上口用管箍或压条，将卷材上口压紧，并用密封材料封严;
(3)出屋面管道根部直径500mm范围内，找平层应抹成高度不小于 30mm 的圆锥台。伸出屋面井(烟)道及上屋面楼梯间周边应该同屋面结构一起整浇一道钢筋砼防渗圈，高度不小于200mm。
8) 卷材防水层泛水收头施工：当女儿墙为砖墙时，泛水高度不小于 250mm，防水层收头应在砖墙凹槽内用防腐木条加盖金属固定，钉距不得大于450mm，并用密封材料封严。当女儿墙为钢筋混凝土时，泛水高度不小于 250mm，防水层收头用金属压条钉压固定，钉距不得大于 450mm，密封材料封边，并在上部用镀锌铁皮等金属材料覆盖保护。
9) 刚性细石混凝土防水屋面施工除应符合相关规范要求外，还应满足以下要求： (1)钢筋网片应采用焊接型网片。
(2)混凝土浇捣时，宜先铺三分之二厚度混凝土并摊平，再放置钢筋网片，后铺三分之一的混凝土，振捣并碾压密实，收水后分二次压光。抹压时不应在表面加浆或撒干水泥。
(3)分格缝应上下贯通，缝内不得有水泥砂浆粘结。在分格缝和周边缝隙干燥后清理干净，用与密封材料相匹配的基层处理剂涂刷，待其表面干燥后立即嵌填防水油膏，密封材料底层应填背衬泡沫棒，分格缝上口粘贴不小于200mm宽的卷材保护层。
(4)混凝土养护时间不应少于14d。
10) 屋面防水层施工完毕后，应进行蓄水试验或淋水试验。
11) 屋面防水层施工完毕后加装空调室外机、屋顶风机、太阳能等设备时，支架不能直接放置在屋面上，必须安装垫片，防止其破坏屋面防水层。
4.7 构支架质量通病防治的施工措施：{ TC "4.8 构支架质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 严格按照规范和设计要求进行构支架加工，未经同意不得随意代用钢结构材料，防止因材料的机械性能、化学成分不符合要求，导致焊接裂纹甚至发生断裂等事故。
2) 应对钢构支架加工过程进行监造。钢结构焊接注意控制焊接变形，焊接完成后及时清除焊渣及飞溅物，组装构件必须在试组装完成后进行热镀锌，构件镀锌后在厂内将变形等缺陷消除完毕，并对排锌孔进行封堵后方可出厂。
3) 钢构支架镀锌不得有锈斑、锌瘤、毛刺及漏锌。钢构支架出厂装车前应对运输过程中宜磨损部位进行成品保护，并采用专用吊带进行装卸，严禁碰撞损伤。
4) 对进场构件进行严格检查，按照规范及供货技术合同要求检查构件出厂保证资料是否完善、齐全、规范。构件表面观感、外径、长度、弯曲度不满足要求的拒绝接收。
5) 运输过程中发生杆头板等个别变形，在现场宜采用机械方式进行调校。 6) 钢梁组装时按照钢梁设计预拱值进行地面组装。
7) 离心混凝土杆对口处焊接后，应对金属部分(包括非焊接处)彻底打磨除锈，然后
进行防腐处理。防锈漆涂刷前在两端钢圈挡浆筋以外部分粘贴胶带纸，防止污染混凝土杆段。焊口冷却前严禁进行油漆涂刷。
8) 离心混凝土杆排焊时，杆段支垫要稳固、可靠，保证支垫水平，拉线校验整体弯曲度不超过有关规范要求。
9) 离心混凝土杆杆头板施工焊接时宜采用(跳焊、降温等)合理的焊接工艺，抑制变形。如个别杆头板出现变形，需进行机械校正。
10) 安装螺栓孔不得采用气割加工。
11) 离心混凝土杆接地扁钢安装前应校正平直,弯制应采用冷弯工艺，扁钢应紧贴设备支柱或加装不锈钢紧固带，不锈钢紧固带装设高度及接头位置应一致;在周围回填土时严禁扰动扁钢底部，避免造成上部变形弯曲。
4.8 主变、GIS、电容器等主设备基础质量通病防治的施工措施：{ TC "4.9 主变、高抗、电容器、断路器等主设备基础、保护帽质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 当需要采用减水剂来提高混凝土性时，应采用减水率高、分散性能好、对混凝土收缩影响较小的外加剂，其减水率不应低于8%。
2) 预拌混凝土进场时按规范检查入模塌落度，塌落度值按施工规范采用。 3) 外露部分应采用清水混凝土工艺，表面不得进行二次粉刷或贴面砖。
4) 基础施工应一次连续浇筑完成，禁止留设垂直施工缝，未经设计认可，不得留设水平施工缝。
5) 运输过程中，应控制混凝土不离析、不分层、组成成分不发生变化，并能保证施工所必须的稠度。
6) 设备预埋螺栓宜与基础整体浇筑，如采取二次浇筑应采用高强度等级微膨胀混凝土振捣密实。
7) 基础混凝土浇筑时，应派专人进行跟踪测量，保证预埋铁件与混凝土面平整，埋件中间应开孔并二次振捣，防止空鼓。埋件应采用热浸镀锌处理，不得采用普通铁件。
8) 大体积混凝土的养护，应进行温控计算确定其保温、保湿或降温措施，并应设置测
温孔测定混凝土内部和表面的温度，使温度控制在设计要求的范围以内，当无设计要求时，温差不超过25℃。
9) 构支架吊装完毕后，杯口及管内二次灌浆应浇筑密实并保证管内混凝土浇筑高度。 4.9 电缆沟及盖板质量通病防治的施工措施：{ TC "4.11 电缆沟及盖板质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 混凝土电缆沟宜采用清水混凝土工艺，砖砌电缆沟应采用清水混凝土压顶。 2) 电缆沟施工前应精确计算电缆沟长度与盖板合模，并保证过水槽位置上为整块盖板。 3) 沟壁两侧应同时浇筑，防止沟壁模板发生偏移。对沟壁倒角处混凝土应二次振捣，防止倒角处出现气泡。
4) 伸缩缝与电缆沟垂直，应全断开、缝宽一致，上下贯通、缝中不得连浆、填缝要求饱满，填缝材料应符合设计要求，表面密封处理应美观。
5) 电缆沟回填土前，应进行伸缩缝嵌缝处理，并经检验合格。砖砌电缆沟回填土时，应采取防治沟壁变形的措施。
6) 与电缆沟过路段、建筑物连接处应设变形缝。
7) 盖板不得有裂缝及变形现象，与电缆沟采用柔性连接(固定橡胶条或预埋橡胶钉)，保证盖板平整、稳定。电缆沟端头处不得有探头(局部悬空)盖板。
8) 镀锌扁铁焊接应保证不变形,扁铁搭接长度不应小于2倍扁铁宽度,三面围焊,焊接质量应符合施工规范要求。
4.10 道路及散水质量通病防治的施工措施：{ TC "4.12 道路及散水质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 土料须采用就地挖出的含有机质小于 5%的粘性土或塑性指数大于4的粉土，不得使用表面耕植土、淤泥、冻土或夹有冻块的土;土料应过筛，粒径不得大于15mm。
2) 对基槽(坑)应先验槽，清除松土，不得有表层耕植土，并打两遍底夯，要求平整干净。
3) 路基回填应分段分层进行夯实，每层回填厚度由夯实或碾压机具种类决定并按照规
范要求进行。根据设计要求的压实系数由试验确定夯打或碾压遍数，每层施工结束后检查地基的压实系数，经见证取样试验合格后方可进行下一道工序施工。
4) 基层施工时，应将基层材料集中搅拌，并采用摊铺机进行摊铺，待基层整平压实后，严格进行养生，防止基层出现干缩或温缩裂缝;为减少路基土的压实变形，增加路基强度和稳定性，必须认真进行压实，特别要加强路堤边部碾压，使路堤横向的密度尽可能均匀。
5) 混凝土道路路面采用专用机械一次浇筑完成。
6) 根据施工现场的实际，认真编制混凝土浇筑方案，尽量避开当日高温时段施工。科学合理地确定浇筑顺序和施工缝的留置。
7) 道路遇过路电缆沟处，电缆沟两侧应设变形缝。 8) 道路面层宜采用抗滑、耐磨措施。 9) 郊区型道路、散水棱角宜作倒圆角处理。
10) 收面时不得任意在路面上走动，面层应一次成活，采用原浆收面，禁止加浆或撒干水泥收面。
11) 与电气安装紧密结合，合理安排道路浇筑时间，路面混凝土养护要派专人负责，并在终凝后及时开始养护，养护期为 14d，路面养护期间严禁行人、车辆在上面走动，直至混凝土强度达到要求后方可通行，通行速度不得大于5km/h，防止车辆刹车破坏或污染道路面层。
12) 胀缝应与路面中心线垂直，缝壁上下垂直，缝宽一致，上下贯通，缝中不得连浆。当混凝土达到设计强度 25%～30%时可进行缩缝切割，填缝前，采用压力水或压缩空气彻底清除接缝中砂石及其他污染物，确保缝壁及内部清洁、干燥。两侧粘贴美纹纸，防止污染面层。灌注高度，夏天宜与板面齐平，冬天宜低于板面1～2mm;填缝要求饱满、均匀、连续贯通。
13) 道路坡度正确，防止积水。
4.11 站区围墙质量通病防治的施工措施：{ TC "4.13 站区围墙质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 清水墙砖块应棱角整齐,无变形、裂纹,颜色均匀，规格尺寸误差≤2mm。 2) 砌筑砂浆的拌制、使用及强度应符合相关规范及设计的要求。
3) 围墙基础、挡土墙采用毛石砌筑时，外露部分应进行工艺化处理，并防止污染面层。 4) 砖块上下皮应错缝搭砌，搭接长度一般为砌块长度的 1/2，不得小于砌块长度的 1/3。不得留直槎，斜槎水平投影长度不应小于墙体高度 2/3。砌体灰缝应厚度一致，砂浆饱满。
5) 墙体不得有三分砖，七分砖要用锯切割。
6) 清水墙勾缝前一天应将墙面浇水洇透，宜勾成凹圆弧形，凹缝深度为4～5mm，保证勾缝横平竖直、深浅一致、搭接平整并压实抹光，不得有丢缝、开裂和粘结不牢等现象。清水墙根部 3 皮砖范围及外露基础部分应采用 1：2 防水砂浆粉刷。
7) 围墙变形缝宜留在墙垛处，毛石基础与墙体变形缝宽窄一致，上下贯通，不得出现错位现象。
8) 毛石基础与墙体变形缝处理应到位，整体美观。 9) 墙体抹灰砂浆用砂含泥量应低于3%。
10) 墙面抹灰前基层表面的尘土、污垢、油渍等应清除干净，洒水湿润。
11) 墙面抹灰砂浆抹平、压实，砂浆中宜掺加适量的聚合物来提高砂浆的拒水、防渗、防漏性能。
12) 抹灰基层不应少于两遍，每遍厚度宜为6～8mm，面层宜为7～10mm，但不超过10mm。 13) 各抹灰层接缝应错开，避免位于不同基体交接处，抹灰层与基层以及各抹灰层之间必须粘结牢固。
14) 砂浆抹灰层在凝结前应防止快干、水冲、撞击、振动和受冻，在凝结后应采取措施防止玷污和损坏。水泥砂浆抹灰层应在湿润条件下养护。
4.12 接地装置安装质量通病防治的施工措施：{ TC "4.14 接地装置安装质量通病防治的施工措施" f C l "2" }
1) 不得用金属体直接敲打扁钢进行调直，以免造成扁钢表面损伤、锈蚀。
2) 敷设在设备支柱上的扁钢应紧贴设备支柱，否则应采取加装不锈钢紧固带等措施使其贴合紧密。
3) 户外接地线采用多股软铜线连接时应压专用线鼻子，并加装热缩套，铜与其他材质导体连接时接触面应搪锡，防止氧化腐蚀。
4) 镀锌扁钢弯曲时宜采用冷弯工艺。
5) 站内所有爬梯应与主接地网可靠连接。安装在钢构架上的爬梯应采用专用的接地线与主网可靠连接，混凝土环形杆架构可将爬梯底端抱箍与架构接地引下线焊接。
6) 混凝土环形杆架构上的地线支架、避雷针应采用栓接或法兰方式与杆头板连接，并满足电气通流要求，尽量避免采用焊接方式连接。
7) 构支架接地引下线应设置便于测量的断开点。
一、110kV变电站电气一次部分设计的主要内容：
1、所址选择 、负荷分级
2、选择变电所主变台数、容量和类型;
3、补偿装置的选择及其容量的选择;
4、设计电气主接线，选出数个主接线方案进行技术经济比较，确定 一个较佳方案;
5、进行短路电流计算;
6、选择和校验所需的电气设备;设计和校验母线系统;
7、变电所防雷保护设计;
8、进行继电保护规划设计;
9、绘制变电所电气主接线图，变电所电气总平面布置图，110kV高压配电装置断面图(进线或出线)。
二、110kV变电站设计二次部分
一、系统继电保护
1、110kV线路保护
每回110kV线路的电源侧变电站一般宜配置一套线路保护装置,负荷侧变电站可以不配。保护应包括完整的三段相间和接地距离及四段零序方向过流保护。
每回110kV环网线及电厂并网线、长度低于10km短线路、宜配置一套纵联保护。
三相一次重合闸随线路保护装置配置。 组屏：宜两回线路保护装置组一面屏(柜)。如110kV采用测控、保护共同组屏(柜)方式， 1个电气单元组一面屏(柜)。
2、110kV母线保护
双母线接线应配置一套母差保护;单母线分段接线可配置一套母差保护。
组屏： 独立组一面屏。
3、110kV母联(分段)断路器保护
母联(分段)按断路器配置一套完整、独立的，具备自投自退功能的母联(分段)充电保护装置和一个三相操作箱。
要求充电保护装置采用微机型，应具有两段相过流和一段零序过流。
4、备用电源自动投入装置配置原则
根据主接线方式要求，母联(分段、桥)断路器、线路断路器可配置备用电源自动投入装置。
组屏： 110kV断路器保护、备用电源自动投切均为独立装置，两套装置组一面屏。
5、故障录波器配置原则
对于重要的110kV变电站，其线路、母联(分段)及主变压器可配置一套故障录波器。
组屏： 组一面屏。
6、保护及故障录波信息管理子站系统
110kV变电站配置一套保护及故障录波信息管理子站系统，保护及故障信息管理子站系统与监控系统宜根据需要分别采集继电保护装置的信息。
二、调度自动化
7、远动系统设备配置
应配置相应的远动通信设备及测控单元等设备，其中远动通信设备按单套配置，并优先采用专用装置、无硬盘型，采用专用操作系统，远动与计算机监控系统合用测控单元。 组屏： 与监控系统统一组屏。
8、电能量计量系统
变电站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置、电能量远方终端(或终端服务器)等。贸易结算用电能计量点配置主/副电能表，考核用电能计量点可按单电能表配置;电能表应为电子式多功能电能表. 组屏： 按照每面柜布置9只计量表组屏，电能量计量终端或终端服务器布置在其中一面屏中或单独组屏。
9、调度数据网接入原则
根据电网情况，可配置1套调度数据网接入设备。变电站宜一点就近接入相关的电力调度数据网。
三、系统及站内通信
10、光纤通信
光纤通信电路的设计，应结合各地市公司通信网规划建设方案进行。 系统通信在只有一路光纤通道的情况下，宜配置一路电力线载波通道备用;在没有光纤通道的情况下，可配置两路电力线载波通道。 新建110kV变电站可根据需求及通道条件配置1套数据通信网接入设备，
11、站内通信
220kV变电站不开设通信用电力载波通道;当保护只有一路独立光纤通道时，宜可配置一路保护专用高频通道。 一般不设置调度程控交换机。
可根据需求配置一套综合数据网设备。
信系统不设独立的视频监控和环境监控。
12、通信电源系统
一般变电站的通信电源系统按2套高频开关电源、1组蓄电池组或1套高频开关电源、1组蓄电池组考虑，也可采用2套独立的DC/DC转换装置。重要的变电站按2套高频开关电源、2组蓄电池组考虑
四、计算机监控系统
变电站计算机监控系统的设备配置和功能要求按无人值班设计。
13、计算机监控系统设备配置
监控系统应宜采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。 包括站控层设备 、网络设备 、间隔层设备
14、测控装置组屏 除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、
110、220kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。
15、其他功能特点
宜采用监控系统实现小电流选线功能。 AVQC功能宜由监控系统实现。
监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层I/O测
控设备采用直流供电。
16、系统网络结构
变电站宜采用单网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。
17、系统软件
主机兼操作员工作站应可采用安全的UNIX、LINUX或经过软件加固的WINDOWS等安全性较高的操作系统。
18、组屏
主机兼操作员站、打印机设备一般不组屏，相应配置计算机工作台;远动通信设备、智能型公用接口设备、网络交换机等设备组1面屏。除35(10)kV测控保护一体化装置就地布置在35(10)kV开关柜上外，其余测控装置应按照变电站实际规模配置。主变、110kV测控及各电压等级母线电压采用集中组屏方式安装于二次设备室;每3～4个电气单元组一面屏。
五、元件保护及自动装置
19、主变压器保护配置原则
主变压器微机保护应按主、后分开单套配置，主保护与后备保护宜引自不同的电流互感器二次绕组，变压器应配置独立的非电量保护。 当高压侧为内桥接线时，要求各侧电流互感器分别引入差动保护装置。
组屏： 每台主变压器组一面屏。 20、自动装置
35kV(10kV)小电流接地选线一般由监控系统实现。
根据系统要求配置微机型低频减载装置，35kV(10kV)线路一般采用一体化装置中的自动低频减载功能，也可独立设置。 组屏：低频减载组一面屏。
六、直流及UPS电源系统
配置单套蓄电池装置，可组柜安装，一般不设直流分屏。
不停电电源系统：一般容量较小馈线较少，可以与其他设备组屏。
七、其他二次系统
21、全站时间同步系统配置原则
全站设置1套统一的时间同步GPS系统，双时钟冗余配置。另配置扩展装置实现站内所有对时设备的软、硬对时。时间同步系统宜输出IRIG-B(DC)时码、1PPS 、1PPM或时间报文。
110kV变电站配置一套交流不停电电源系统(UPS)。可采用主机冗余配置方式，也可采用模块化N+1冗余配置。
22、二次系统安全防护
二次系统的安全防护应遵循电监会5号令《电力二次系统安全防护规定》及电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求。
23、图像监视及安全警卫系统
在110kV变电站内设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。
24、火灾自动报警系统
110kV变电站应设置一套火灾自动报警系统。
25、二次设备的布置
110kV变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置二次设备室。若变电站规模较大，采用户外敞开式布置或户内GIS方案，对应站内不同的设备布置情况，也可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。
应按工程最终规模规划并布置二次设备，备用屏(柜)位不少于总屏(柜)位的10～15%。
26、电压互感器二次参数选择
110kV及以下电压的双母线接线，宜在主母线三相上装设电压互感器。当需要监视和检测线路侧有无电压时，可在出线侧的一相上装设电压互感器。
宜设置专用的电压互感器二次绕组。电压互感器一般设剩余有保护用剩余电压绕组，供接地故障产生剩余电压用。
计量采用独立的电压互感器二次绕组，准确级的准确级，最低要求宜选0.2级;测量与保护I共用一个二次绕组，准确级宜选用电压互感器的准确级，最低要求选0.5(3P)级;;保护II采用独立的电压互感器二次绕组电压互感器的，准确级，为宜选3P和或6P;保护用电压互感器剩余电压绕组的准确级为6P。
根据工程情况，对220kV、110kV母线电压互感器，也可取消电压互感器剩余电压绕组。电压互感器配置四个主二次绕组。计量、测量、保护I、保护II分别采用各自独立的二次绕组，准确级分别为0.2/0.5/3P/3P(6P)。
25、电流互感器二次参数选择
220kV、110kV系统可按三相配置;35kV、10kV系统，依具体要求可按两相或三相配置;
每套保护(包括线路、主变及母线保护)宜使用专用的二次绕组。准确级：变压器主回路、220 kV及以上线路宜采用5P级，其他回路可采用10P级。
测量、计量一般应分别使用各自专用的二次绕组。准确级：一般为0.5、0.2级，供特殊用途的为0.5S、0.2S级，在满足准确级条件下，也可共用一个二次绕组。
故障录波装置可与保护共用一个二次绕组，也可单独使用一个二次绕组。准确级：5P级或10P级。
新建变电站，二次额定电流宜选1A，二次负荷一般为10～15VA(当二次额定电流为5A时，二次负荷一般为40～50VA)。
八、直流及UPS电源 总结：
1、变电站二次系统设计的技术原则，包括：系统继电保护、元件保护、计算机监控系统、电力调度数据网接入设备、二次系统安全防护设备，站内通信系统、变电站操作直流电源、交流不停电电源、图像监控系统等二次系统的技术要求和设备配置要求。
2、二次设备组屏方案和各个屏柜的功能配置。按照统一的配置原则和技术要求，根据变电站接线形式、一次设备类型，制定二次设备的典型组屏方案和各屏柜的功能配置，统一变电站二次设备的组屏方案、屏柜尺寸、形式、名称、标识及颜色等。
3、二次系统设备的技术规范，根据变电站二次系统典型设计配置原则和技术要求、各种典型二次设备组屏方案和各屏柜的功能配置，编制了96项二次设备的技术条件书，统一了二次系统及各屏柜的技术规范。
4、规范系统继电保护及元件保护的配置原则、通道组织原则和设备组屏原则。
5、规范计算机监控系统的配置原则和方案，包括整体网络结构，站控层软件、硬件配置，间隔层设备配置及组屏原则，站控层与间隔层通信所采用的技术和标准，监控系统与继电保护、保护故障信息管理子站以及站内其他智能装置的通信接口形式和技术要求等
6、规范变电站电气二次接线，包括防误闭锁实现方式，二次屏柜的供电方式，操作箱控制回路接线以及断路器、隔离开关机构箱控制回路接线等。
7、规范专业间配合的技术要求，包括系统继电保护对电流互感器、电压互感器变比、绕组数量、容量及精度的配置要求;系统继电保护对断路器跳闸线圈、操作电源的配置要求;保护对通信通道的要求、保护光电转换接口对通信电源的要求等。
8、规范保护和故障录波信息管理子站系统的配置原则及实施方案，包括：子站系统的构成、功能定位、数据采集方式，与监控系统的接口方式、子站信息传输方式等。
9、规范二次系统各类接口要求，包括：继电保护装置与计算机监控系统的接口及通信要求;继电保护装置、故障录波装置以及双端故障测距装置对时精度和接口要求。
10、规范站内通信设备的配置原则和方案，包括：通信蓄电池配置原则、通信机房布置、光缆引接方式、通信机柜尺寸等。
11、规范时间同步系统、图像监视系统的配置原则和方案。
12、规范二次设备的接地方式、继电器保护小室下放布置和电缆敷设方式
推荐阅读：
110kv变电站试验要求（通用7篇）07-18
110kv变电站试验报告（精选7篇）12-08
110kv变电站运行方案（共9篇）05-29
110kv变电站设计方案（共9篇）06-12
110kv变电站制度05-24
110kv变电站施工资料08-15
110kv变电站检查记录10-08
110kv变电站安全运行10-20
110kv变电站设计图文12-14
110kv变电站施工计划12-20
